5.6. Миграция и образование залежей нефти

Особенностью нефти и газа по сравнению с твёрдыми породами является их способность к перемещениям и передвижениям, т. е. к миграции в толще пород. Кроме нефти, жидким веществом, ещё более широко распространён-ным в природе, является вода, причём общее количество воды во много раз больше, чем количества нефти и газа. Вода, так же как и нефть, будучи жид-костью, способна мигрировать по пористым и трещиноватым породам. Вода может содержать в себе растворённые углеводороды, которые и перемеща-ются вместе с нею.

Наибольшей способностью к миграции обладают газы. Особенность фи-зического состояния газа и заключается в том, что он распространяется повсему окружающему объёму. Это обусловлено большей подвижностью газовых молекул.

В толще горных пород могут происходить разнообразные процессы ми-грации газа и нефти и в первую очередь, следующие:

1) фильтрация газа и нефти по порам и трещинам горных пород;

2) прорывы газа и нефти через пласты пород и через воду;

3) перемещения газа и нефти в растворённом и свободном виде вместе с водой;

4) перемещения воды с содержащимися в ней газом и нефтью при уплот-нении отложений;

5) всплывание газа и нефти в воде, заключённой в пористых породах;

6) диффузия газов и нефти.

Нефти обычно находятся почти непосредственно над материнской породой, в которой они образовались, хотя известны некоторые случаи, когда отсутствие близлежащих источников заставляет полагать миграцию нефти на сотни километров.

Для возможности накопления сколько-нибудь значительного количества нефти в пласте должно находиться достаточное свободное пространство, не занятое породой, или пористость.

5.7. Геохимические закономерности изменения нефтей

в пространстве и времени

Нефть - это не один минеральный вид, а целое семейство минералов (ми-нералоидов), связанных постепенными переходами. Различия в составе на-блюдаются как между нефтями из разных нефтеносных провинций, так и между нефтями из соседних районов, из разных пластов одного месторож-дения и даже из разных частей одной залежи. Все эти природные различия подчинены определённым геохимическим закономерностям размещения нефтей разного состава в недрах.

Геохимические закономерности размещения нефтей разного состава, в основном, сводятся к зависимостям состава нефтей от геолого-геохимиче-ских условий их нахождения (в прошлом и настоящем): возраста, глубины залегания, и некоторых других условий.

В соответствии с отечественной геохронологической шкалой в кембрии выделяются три эры, на протяжении которых происходило накопление осадочных пород:

1) кайнозойская эра продолжительностью 70 млн. лет, считая от совре-менных отложений;

2) мезозойская эра продолжительностью 155 млн. лет, когда накопились породы возрастом от 70 млн. лет и до 225 млн. лет;

3) палеозойская эра продолжительностью 345 млн. лет, когда накопились породы возрастом от 225 млн. лет и до 570 млн. лет.

Самые молодые осадочные отложения называются четвертичными. Про-должительность этого периода 1 млн. лет.

В кайнозойской эре выделяются неогеновая и палеогеновая эпохи. Мезозойская эра подразделяется на меловой, юрский и триасовый периоды. Палеозойская эра - на пермский, каменноугольный, девонский, силурийский, ордовикский и кембрийский периоды.

Более древние докембрийские породы подразделяются по возрасту на че-тыре эры. Их общая продолжительность около 3 млрд. лет.

Указанные подразделения осадочных пород по их геологическому возра-сту используются при описании строения осадочных пород, их нарушений и расположения нефтяных и газовых залежей.

Возраст. Зависимость некоторых свойств нефтей (плотности, выхода бензина, содержания твёрдых углеводородов, оптической активности) от возраста вмещающих отложений, по данным статистического подсчёта для очень большого числа нефтей мира, (1965) выглядит следующим образом: от кайнозоя через мезозой к палеозою, то есть с увеличением возраста уменьшаются плотность и оптическая активность нефтей, увеличиваются выход бензина и содержание твёрдых углеводородов. В этом же направлении увеличивается содержание алканов, прежде всего, нормального строения и уменьшение – нафтенов,

Глубина залегания. С увеличением глубины залегания наблюдается:

1) уменьшение плотности нефтей;

2) увеличение содержания в нефтях лёгких фракций;

3) повышение содержания ароматических углеводородов в лёгких

фракциях нефтей и некоторые другие изменения.

Нетрудно видеть, что изменения состава нефтей в зависимости от возрас-та и глубин залегания почти одинаковы. Возникает вопрос, в чём сущность влияния возраста и глубины залегания? Ведь, вообще говоря, под зависи-мостью от возраста могут скрываться различные явления, например, эволю-ция органического мира, поставляющего "сырьё" для нефтеобразования, процессы "созревания" или "старения" нефтей и т. д. Влияние глубин залегания может заключаться в действии температурного фактора, а также

различий в условиях окисления нефтей.

Среди природных процессов, формирующих и изменяющих состав неф-тей, основное значение имеют: 1) термокаталитические превращения,

2) окисление, 3) дифференциация (физическое фракционирование).

Термокаталитические превращения нефтей происходят, в основном, по мере погружения осадочных толщ, с увеличением глубины залегания и тем-пературы. Сущность термокаталитических превращений составляют измене-

ния состава нефтей при отсутствии окислителей, обусловленные имеющимся запасом потенциальной химической энергии и активируемые повышенны-ми температурами и природными катализаторами.